壹条能独家获悉，国家能源局近日下发《核电保障性消纳管理办法（征求意见稿）》。办法明确，核电保障性消纳应遵循“确保安全、优先上网、保障电量、平衡利益”的基本原则，按一类优先保障顺序安排核电机组发电。

意见稿提出， 在市场条件较好地区，省级政府电力主管部门和电网企业按发电能力满发运行方式安排核电机组年度计划上网电量指标。

在电力过剩地区，省级政府电力主管部门按照所在地区6000千瓦及以上电厂发电设备上一年平均利用小时数的一定倍数确定核电机组保障利用小时数。保障性电量执行核电机组标杆上网电价。倍数确定公式为：全国前三年核电平均利用小时数/全国前三年6000千瓦及以上电厂发电设备平均利用小时数（倍数范围为1.5-1.8倍，超出此范围按上下限选取）。

对于首台套等试验示范机组，可由省级政府电力主管部门根据实际情况单独核定保障利用小时数，原则上要高于常规核电机组。

对于保障外电量，则鼓励通过电力直接交易等市场化方式促进消纳。

意见稿同时明确了核电应承担调峰责任，核电企业可按直接参与或购买辅助服务方式两种方式参与系统调峰。鼓励核电企业向抽水蓄能、燃气发电、灵活性火电（含热电）等调峰电源购买调峰能力。

对于不具备日调峰能力的存量机组（实际运行保持在额定功率80%及以上不同功率平台），要按照“补偿成本、合理收益”的基本原则，向承担辅助服务的发电主体或第三方提供者购买辅助服务或支付辅助服务补偿费用。

意见稿要求：新建机组设计建设要考虑日调峰能力，调峰深度达到额定容量的50%。

值得注意的是，《核电保障性消纳管理办法》与《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》之间可能存在冲突，如东北出现风核打架，闽浙出现水核打架，两者之间如何协调，意见稿并未明确。

至于核电参与直接交易，今年5月底，浙江已经开展，根据浙江省经信委发布的《2016年度浙江省进一步扩大电力直接交易试点工作方案》，其直接交易电量原则上按参与直接交易发电企业去年实发电量的20%确定。其中，省内机组方面，秦山一期核电机组参与电量约5亿千瓦时；外来电方面，三峡集团溪洛渡水电站及中核集团秦山核电公司（二期、三期、方家山）参与电量117亿千瓦时。其20%的规定亦与征求意见稿相冲突。